第一章-油藏流体的物理性质课件

边伟华吉林大学地球科学学院石油深埋在地下岩石孔隙中，是一种不可再生的资源。油田开发的好坏，很大程度上取决于对油藏的认识程度。（石油的特点）我国多数老油田已进入开发的中后期，含水高，但采出程度很低；新油田逐渐转向特殊油田的开发（稠油、低渗、缝洞、海上油田）。开采难度越来越大。（目前开发现状）目前原油采收率普遍较低；海上油田<18%，陆上油田15-40%。地下还有大量的石油等待开发，只是就目前技术开发难度较大。因此，对基础知识、综合技术水平要求越来越高。石油地质、物理化学有机化学油层物理渗流力学

油藏工程油藏数值模拟

采油工程油藏流体（油、气、水）的高压物性油藏岩石的物理性质饱和多相流体的油藏岩石的物理性质提高原油采收率的机理油层物理的主要内容：特点：概念多；实验性强；较抽象洪世铎《油层物理基础》何更生《油层物理》罗蛰谭《油层物理学》秦积舜《油层物理学》课程参考书：第一章油藏流体的物理性质油层：能储集油气、并能让油气在其中流动的多孔介质油藏：深埋在地下的油气聚集的场所。具单一圈闭、统一的水动力系统、统一的油水界面。油田：一个地区地下所有的油藏构成油田。石油管理局

采油厂油田油藏油藏流体：油藏中的石油、天然气和地层水。处于高温高压下，石油中溶有大量的天然气，地层水矿化度高。随油藏的开采，地下流体的相态发生变化，影响最终的采收率。为合理开发油藏，就必须要高清地下流体的相态、物性随压力的变化。第一节油层烃类的相态特征第三节天然气的物理性质第四节地层原油的物理性质第五节油层水的物理性质第二节油气系统的溶解和分离1.油层烃类的化学组成及分类1.1石油的化学组成：石油=烷烃+环烷烃+芳香烃+少量烃类的氧、硫和氮化合物第一节油层烃类的相态特征常温常压下：C1-C4：气态；C5-C16：液态；C16以上：固态（石蜡）油井中的蜡=石蜡+原油+胶质沥青质+泥砂。含蜡量越高，结蜡温度越高，凝固点越高。原油中的胶质、沥青质是高分子的杂环烃的氧、硫和氮化合物，对原油的颜色、密度、粘度影响较大。按含硫量（0.5%）：少硫原油和含硫原油按胶质沥青质含量：少胶原油（<8%）；胶质原油（8%-25%）；多胶原油（>25%)按含蜡量：少蜡原油（<1%）；含蜡原油（1%-2%）；高含蜡原油（>2%）1.2石油的分类国际市场上按含蜡量、含硫量和胶质沥青质含量，将原油分为不同的类型：2.相态研究的基本概念体系：一定种类和数量的物质组成的整体。相：体系中具有相同成分、相同物理化学性质的均匀部分。如地层油和气为不同的两相。组分：体系中物质的各个成分，如天然气组成：体系中物质的各个成分及其相对含量。P-T相图：表示体系压力、温度与相态的关系图如果一个体系的组成一定，则压力（p）、温度（T）、比容（V）等都是该体系组成中相状态的函数。因此，对于任一特定的体系，其状态方程表示为：F（p，T，V）=0。3.单、双和多组分体系的相图饱和蒸汽压：是指在一个密闭容器内，液体与其蒸汽处于平衡状态时，液体上面的蒸汽所产生的压力。该压力是温度的函数，标志了液体挥发的难易程度。露点：温度一定，压力增加，开始从气相中凝结出第一批液滴的压力。泡点：温度一定，压力降低，开始从液相中分离出第一批气泡的压力。3.1单组分相图1）单组分相态特点2）单组分烃P-V相图特点随温度升高，由气相转化为液相时，体积变化减小临界点C：由气相转化为液相时，体积没有明显变化。该点的压力、体积和温度记为Pc，Vc和Tc该点汽、液的一切性质（密度、粘度等）均相同当t>Tc时，气体不再液化乙烷的P-V相图（Brown，1948）3）单组分烃P-T相图特点饱和蒸汽压线为单一上升的曲线。划分为三个区：液相区、气相区和两相区C点为临界点，是两相共存的最高压力和最高温度点。随分子量的增加，曲线向右下方偏移。单组分烃的相图(Standing,1952)相图应用：根据P和T，判断单组分烃所处的相态3）单组分烃P-T相图特点常见流体的饱和蒸汽压曲线3）单组分烃P-T相图特点烷烃的饱和蒸汽压曲线1－CH4；2－C2H6；3－C3H8；4－iC4H10；5－nC4H10；6－iC5H12；7－nC5H12；8－C6H14；9－C7H16；10－C8H18；11－C9H20；12－C10H223.2两组分烃相图特点：为一开口的环形曲线C点为临界点，是泡点线与露点线的交汇点泡点压力≠露点压力CT：临界凝析温度CP：临界凝析压力两组分体系中，临界点所对应的温度和压力不是两相共存的最高温度和最高压力，高于此点的温度和压力时，两组分的混合物仍可两相共存3.2两组分烃相图临界凝析温度：两组分体系中限制两相共存的最高温度，体系温度高于该温度，无论压力多大，体系也不能液化。临界凝析压力：两组分体系中限制两相共存的最高压力，体系压力高于该压力，无论温度如何变化，体系也不能气化。特点：任一两组分混合物的相图都位于两纯组分的饱和蒸汽压曲线之间两组分的分配比例越接近，两相区的面积越大；若两组分中有一个组分占绝对优势，则两相区面积相应变窄；相图向该组分的饱和蒸汽压线迁移两组分混合物的临界压力一般高于两纯组分的临界压力，临界温度居于两纯组分的临界温度之间乙烷-正庚烷不同组成时的P-T相图（Brown,1948)特点：两组分的相对分子质量差别越大，临界点的轨迹线包围的面积越大双组分烷烃体系临界点轨迹曲线（Brown,1948)3.3多组分烃相图取原始油样或气样测定原理多组分烃P-T相图特点为一开口的环形曲线C点为临界点PC线为泡点线，其左上方为液相区TC线为露点线，其右下方为气相区，环形区内为两相区。虚线：液相所占的体积百分数P'、T'点：为临界凝析压力及临界凝析温度多组分烃体系的P-T图（据Amyx,1960）多组分烃P-T相图应用确定油气藏的相态，分析其开发过程中相态的变化J点：未饱和油藏（原油）I点：饱和油藏（此点压力为油藏原始饱和压力）L点：饱和油藏，有气顶F点：气藏A点：凝析气藏凝析气藏：温度位于临界温度和最大临界凝析温度之间，阴影区的上方。多组分烃体系的P-T图（据Amyx,1960）反凝析现象：凝析气藏等温降压时穿过逆行区由A到B：气相由B到D：随压力降低，凝析出来的液量逐渐增加，出现反常。由D到E：随压力降低，体系中的液量逐渐减小反凝析现象只发生在相图中靠近临界点附近区域的特定温度、压力条件下，属于体系接近于临界状态时所出现的反常现象。4.典型油气藏的相态特征低收缩原油：指在地下溶有的气量小，采到地面后体积收缩较小的原油低收缩率原油的相图（Clark，1953)低收缩原油：含重烃较多，地面气油比较小，通常小于90m3/m3。原油的相对密度较高，常≥0.876。颜色呈黑色和深褐色。4.典型油气藏的相态特征高收缩油：指在地下溶有大量的气体，采到地面后体积收缩较大的油。高收缩率原油的相图（Clark，1953)高收缩原油：产出的液体数量明显减小。地面气油比相对较高，一般在90m3/m3-150m3/m3

。地面原油的相对密度一般小于0.78。等液量线分布明显不同，等液量线密度向泡点线方向移动，油藏条件靠近临界点。4.典型油气藏的相态特征反凝析气藏：在气藏原始条件1点，气藏中为单一气相，随生产过程气藏压力的降低，气藏中发生反凝析。这种气藏所含流体是更轻的烃，其中重烃比高收缩原油还要少。4.典型油气藏的相态特征湿气：其临界温度远低于油藏温度。当油藏压力降低时，流体始终处于气相。在地面便有一些液体析出；但产生的液体要比凝析气少，混合物中的重组分也比凝析气少。4.典型油气藏的相态特征干气气藏：甲烷含量占70%-98%，其不论在地层条件还是在分离器（点S）条件下，它都处于该混合物的两相区之外，即在地下和地面都没有液体形成。反常凝析气相图特点：从低收缩油至干气：临界点左移，油藏条件相对于临界点从左向右偏移；相图面积由大变小等液量线由在露点线附件密集向泡点线附件密集。典型湿气相图典型干气相图第二节天然气的物理性质一、天然气的组成和分类二、天然气的状态方程三、天然气压缩因子的确定天然气的组成2.非烃气体：H2S、CO2、CO、N2、H2O蒸汽等3.少量稀有气体：氦（He）和氩（Ar）天然气=低分子饱和烷烃+少量非烃气体组成天然气的分类天然气的组成质量组成：天然气中各组分的质量占气体总质量的百分比体积组成：相同P、T下，天然气中各组分的体积占气体总体积的百分比天然气的组成摩尔组成：天然气中各组分的摩尔数占气体总摩尔数的百分比低温低压下，天然气的体积组成=摩尔组成，天然气的质量组成、摩尔组成之间的转换关系：天然气的视相对分子质量和相对密度（Apparentmolecularweightandrelativegravity)视相对分子质量：0℃，760mmHg，22.4m3（L）的天然气的质量Kg（g）相对密度：标准状况下（20℃，760mmHg），天然气的密度与干燥空气密度之比天然气的状态方程理想气体：一种假想气体，该气体的分子无体积，且气体分子间无相互作用力。P：气体所处的压力V：在奋力P下的气体体积T：绝对温度（K）n：气体的摩尔数R：通用气体常数，8.314Pa•m3/(mol•K)天然气的状态方程天然气：Z：通常称为压缩因子，是给定温度、压力下，实际气体占有的体积与相同温度和压力下的理想气体所占有的体积之比，即可表示为：

当Z值大于1时，即实际气体较理想气体难于压缩；当Z值小于1时，即实际气体较理想气体容易压缩；当Z值等于1时，则实际气体成为理想气体。压缩因子不是一个常数，它随气体组成、温度和压力而变化。压缩因子须通过室内实验来测定。天然气压缩因子的确定纯烃：直接据P、T图版确定乙烷的压缩因子图版→天然气压缩因子的确定天然气：双对应参数压缩因子图版确定对应状态定律：在相同的对应温度、对应压力下，所有的纯烃气体具有相同的压缩因子纯烃对应参数：Tr=T/Tc；Pr=P/Pc天然气压缩因子的确定天然气：双对应参数压缩因子图版确定对应状态定律：在相同的对应温度、对应压力下，所有的纯烃气体具有相同的压缩因子天然气视临界参数：对应参数：双对应参数压缩因子图版→天然气压缩因子的确定例：已知天然气的组分及各组分的摩尔分数（见表），试计算该气体t=32℃，p=88×0.1MPa时的压缩因子解：首先根据所给的天然气各组分资料，查出临界参数（表2-2）并做相应计算，结果填入表中，得到：根据Ppr和Tpr查图得Z=0.825（1）天然气中含氮气（N2）>5%天然气压缩因子的校正（1）天然气中含氮气（N2）>5%天然气压缩因子的校正（1）天然气中含氮气（N2）>5%天然气压缩因子的校正例：已知含氮的天然气组分及其摩尔分数如下表，计算该天然气在t=90℃及p=180×0.1MPa时的压缩因子。解：首先根据所给的天然气各组分资料，查出其临界参数值，列表计算烃的视临界参数。

根据ppr和Tpr在图上查得纯烃混合气体得压缩因子Zg=0.79。根据T=90℃和p=180×0.1MPa从图中查得氮气得压缩因子ZN=1.07。然后用叠加法计算Za，即：（2）天然气中含H2S和CO2天然气压缩因子的校正

天然气的体积系数是指天然气在油气藏条件下的体积与它在地面标准状况下（20

℃

，0.1MPa）所占体积的比值，该值远小于1，其表达式为：天然气体积系数在标准状况下，气体体积在油藏条件下天然气体积系数P0=0.1MPa，T0=273+t0，油气藏温度则可视为常数，故Bg可视为油气藏压力的函数，即天然气体积系数随堂测试：试述两组分烃相图的特点（不少于5个特点）

气体压缩率Cg亦称气体等温压缩系数。它是指等温条件下压力每改变0.1MPa时，气体体积的变化率。天然气的等温压缩率天然气的等温压缩率对于多组分的天然气，引入视对比压缩系数：Cpr：视对比压缩系数Ppc：视临界压力Ppr：视对比压力Z:压缩因子

粘度是气体（或液体）内部摩擦阻力的量度，是流体中任一点上单位面积的剪应力与速度梯度的比值。设有两平行气层相距dy，上层流动速度为v+dv，下层流动速度v，两层间的相对速度为dv；层和层间的接触面积为A，其间内摩擦阻力为F，据牛顿内摩擦定律，有：两层气体相对运动的示意图（据Amyx,1960）天然气的粘度μg：绝对粘度，又称动力粘度，流体粘度。F/A：单位面积上的剪应力或内摩擦阻力dv/dy：速度梯度粘度的单位在CGS制中用泊表示，即：1泊=1达因·秒/厘米2或1克/（厘米·秒）。在国际单位制中粘度用帕斯卡·秒（Pa·s）表示，1Pa·s=10泊=103厘泊。

天然气的粘度天然气的粘度与温度、压力和气体组成有关，并且其在低压（接近0.1MPa）下和高压（>30×0.1MPa）下的变化规律有显著的不同。低压下，气体分子间距离大，分子热运动碰撞是形成气体内摩擦阻力的主要原因，根据气体分子运动论，此时气体粘度可表示为天然气的粘度μg：绝对粘度；ρg：气体的密度；v：气体分子的平均运动速度；λ：气体分子平均自由行程在接近大气压的低压范围内气体的粘度与压力无关。随温度的增加，运动速度增加，故粘度增大。气体分子量增加时，分子运动速度减慢，所以粘度减小。在高压条件下，气体分子密度加大，分子彼此靠近，分子间的相互作用力成了形成气体内摩擦阻力的主要因素，其作用机理与液体类似。气体的粘度随压力的增加而增大，随温度的增加而减小，随气体分子量的增加而增大。计算过程：首先根据天然气的分子量和地层温度查出0.1MPa时天然气的粘度；然后根据天然气组成摩尔分数算出视临界压力和温度，再根据地层压力和温度算出视对比压力和温度，由视对比温度和视对比压力与相对粘度的关系曲线，找出相对粘度。最后反求绝对粘度相对粘度与Ppr、Tpr关系图（据Carr等，1954）第三节油气系统的溶解和分离地层原油在油层中处于高温高压条件，而且原油中溶解有大量的天然气，这说使它的物理性质大大异于地面脱气石油的物理性质。例如，由于高温和溶解有气体，可使地层原油的比重和粘度减小，而使地层油的体积和压缩性增大。溶解于油中的天然气，随着油中的天然气，随着压力的变化，将会发生溶解和分离，从而使地层原油的物理性质发生变化。天然气在原油中的溶解度（Solubility）1.1单组分气体在原油中的溶解亨利定律：Rs：溶解度，压力为P时，单位体积液体中溶解的气量。m3/m3P：压力，MPaα：溶解系数，表示温度一定时，每增加单位加力，单位体积液体中溶解气量的增加值。m3/（m3。MPa）亨利定律仅适用于气液性质不相近的体系天然气在原油中的溶解度（Solubility）40℃时不同气体在相对密度为0.873的原油中的溶解曲线（卡佳霍夫，1956）1氮气；2甲烷；3天然气1.2天然气在原油中的溶解天然气在原油中的溶解度（Solubility）天然气在石油中的溶解度与压力关系曲线（Bugcik，1957）溶解系数α：开始时最大之后逐渐减小最后成为常数影响天然气在原油中溶解的因素：温度（T）一定，压力（P）升高，溶解度（Rs）升高压力（P）一定，温度（T）升高，溶解度（Rs）降低天然气溶溶解度随温度、压力变化曲线油气组成：油气性质越相近，天然气在原油中的溶解能力越强。单组分烃的溶解曲线天然气溶解度与石油相对密度的关系曲线（Beal，1946）影响天然气在原油中溶解的因素：相态方程如右表，混合物组成已知，且在某一压力温度下达到平衡相态方程：可以确定某一压力温度下，处于热动力平衡状态的烃类体系中，从油气中分出的油气量、油气组成及泡点、露点压力，从而判断油气藏的相态。组分摩尔分数%C1n1C2n2……Cmnm相态方程取1mol油气混合物，使其在某一压力p、温度t下达到平衡相态方程令yi/xi=ki（ki：平衡常数）xi与Nl的关系yi与Ng的关系相态方程令yi/xi=ki（ki：平衡常数）泡点压力露点压力Ng=0；Nl=1Ng=1；Nl=0平衡常数平衡常数：在一定的温度、压力下，油、气系统的气液两相达到平衡时，组分i在气相、液相中的mol分配比例收敛压力：平衡常数为1时的压力拉乌尔定律：在某一温度下，稀溶液的蒸气压等于纯溶剂的蒸气压乘以溶剂的摩尔分数道尔顿分压定律：在组分之间不发生化学反应的前提下，理想气体混合物的总压力等于各组分的分压力之和平衡常数平衡常数在某一压力p、温度t下达到平衡的油气混合物，分别取少量的油气，测定气相和液相中各组分的xi和yi，则ki可求得。美国天然气协会（NaturalGasAssociationofAmerica,NGAA)1957年出版了一套lgk-lgp的ki图版，共计8个收敛压力下（4.2，5.6，7，21.0，28.5，35.0，70.0和410.0Mpa）的8套图版。根据系统的组成，选择合适的收敛压力，在对应的图版上查平衡常数ki。通常使用35MPa的图版。平衡常数30℃时，压力、组分和平衡常数关系图同一系统中，各组分平衡常数都收敛于ki=1的点，该点的压力称为收敛压力同一系统中，各组分的收敛压力相同，不同的系统的收敛压力不同低压下（<0.7MPa)，各组分的平衡常数几乎与系统的组成无关，高压下不同系统各组分的平衡常数相差较大。平衡常数Depriesterk图油气分离接触分离示意图分离方式：接触分离、多级分离、微分分离接触分离(FlashVaporization)：又称一次脱气、闪蒸脱气。指使烃类体系从油藏状态瞬时变到某一特定的温度和压力，引起油气分离的地程。其特点是分出的气较多，得到的油偏少，系统的组成不变。油气分离实验室脱气流程油气分离接触分离适用于气油比小的油藏油气分离多级分离示意图多级脱气：指在脱气过程中分几次降低压力，最后达到指定压力的脱气方法。其特点是分出的气量较少，获得的地面油多（其中的轻质成分含量多）油气分离矿场脱气分离流程a：两级分离流程；b：三级分离流程油气分离微分脱气(DifferentialVaporization)：指在脱气过程中分离级数无限多的多级脱气。当压力低于泡点压力时，油藏中的油气分离过程接近于微分脱气。一次脱气和级次脱气比较表油样分离出来的总气量（标准米3/米3）一次脱气级次脱气分离出来的气量差%A油田59.641.430.6B油田83.071.513.9C油田175.4144.51736测试2：已知含氮的天然气组分及其摩尔分数如下表，计算该天然气在t=90℃及p=180×0.1MPa时的对应参数和对应压力。第四节地层原油的高压物性地层油的溶解气油比地层原油的饱和压力:油层温度下全部天然气溶解于石油中的量小压力，也可以说是在油层温度下从石油中开始分离出第一批气泡的压力。饱和压力的大小主要取决于石①油和天然气的组成，

②地层温度也有一定影响。石油的轻组分和天然气的重组分愈多，温度愈低，饱和压力就愈低；反之愈高。饱和压力随温度的升高而增大。我国和世界某些油田原油物性参数油田名称BoRsi米3/米3CO(1/0.1MPa)油田名称BoRsi米3/米3CO(1/0.1MPa)大庆油田Cr层1.12948.27.7×105苏罗马什油田1.1758.411.4×105任丘油田P2层1.17.27.50.4×105苏杜依玛兹油田11.131-1.16860-709.5×105孤岛渤26-18井G层1.09537.37.3×105苏杜依玛兹油田21.24760-70/大港西－区44井M层1.0965.87.3×105加拿大帕宾那油田狄姆砂层1.4289/玉门L油层1.1579.6×105伊朗阿贾加里190/地层油的溶解气油比地层油的溶解气油比(solutiongas-oilratio)：地层油进行一次脱气，分出气体的标准体积与地面脱气原油的体积之比。实验室脱气流程地层油的溶解气油比地层油的溶解气油比(solutiongas-oilratio)：1m3的地面脱气油，在油藏条件下所溶解的气体的标准体积1m3P≥Pb时，Rs=Rsi=CP＜Pb时，P↑，Rs

↑地层油的溶解气油比Rsi：原始状态下的溶解气油比平均生产气油比：累积产气量（标m3）与累积产油量的比值例：一油藏原油储量为N（地面）m3，原始溶解气油比Rsi（标m3/m3），求储气量G（标m3/m3）。解：G=NRsi（标m3）地层油的密度与相对密度地层油密度：地面油相对密度：20℃时的地面油的密度与4

℃时水的密度之比（

ρ水=1g/cm3

）油层石油密度与温度、压力关系图1-70℃阿赫提尔斯克原油2-84℃新季米特里耶夫斯克原油（据卡佳霍夫，1956）地层油的体积系数地层油体积系数（FormationVolumeFactorofOil）：1.原油的地下体积Vof与地面脱气后的体积Vos之比。2.1m3的地面油在地下溶有气体后体积

某些油田的溶解气量和体积系数油田名称油层温度℃温度油层压力0.1MPa饱和压力0.1MPa溶解气量米3/米3体积系数收缩率(%)赫列布诺夫卡（苏）23727250.51.1210.7罗马什金（苏）4017085501.1513.0阿赫蒂尔卡（苏）5816215296.71.2821.8新季米特里耶夫斯克（苏）103345238216.71.6840.5爱尔克－茜齐（美）823072385062.6261.8-9大庆4570-12064-110451.09-1.158.3-13.0地层油的体积系数Pb：饱和压力（泡点压力）Boi：原始压力下的原油体积系数Bo随压力变化特征地层油的体积系数例：已知：ros=0.876，Rsi=138标m3/m3，rg=0.75，Bob=1.42。

求：Pb下地层油的密度地层油的体积系数地面质量=地下质量地层油的两相体积系数当地层压力小于饱和压力时，地层油藏会出现油气两相共存油气两相体积变化示意图（据何更生，1993）地层油的两相体积系数当地层压力小于饱和压力时，地层油藏会出现油气两相共存，其压缩系数：地层油等温压缩系数地层油等温压缩系数Co：温度一定，单位体积地层油的体积随压力的变化率地层油等温压缩系数常用来描述地层压力高于或等于饱和压力下，单一油相的弹性，主要决定于石油和天然气的组成、溶解气量以及压力和温度条件。不同压力区间地层油的压缩系数压力间隔（0.1MPa)平均压缩系数Co=（1/0.1MPa)压力间隔（0.1MPa)平均压缩系数Co=（1/0.1MPa)344-29224.7194-19038.9292-24230.2Ps-190(0.1MPa)242-19436.0地层油等温压缩系数一般用某一压力区间的平均压缩系数表示，如Pi和Pb之间：Vof：高压下地层油体积某井平均石油压缩系数与温度关系地层温度℃平均压缩系数×105/0.1MPa209.110524.712628.9饱和压力下的石油比重与平均压缩系数关系图（据Calhoun等，1953）

地层石油的压缩系数在油田上一般由实验直接测定。常用的是根据饱和压力时的比重。地层油粘度不同油藏的原油，其粘度相差很大，主要受原油的化学组成、溶解气油比、温度和压力的影响。（1）密度、胶质沥青质↗，粘度↗（2）温度↗，粘度↘（液体分子运动速度增加，液体分子引力减小）地面脱气原油粘度与相对密度关系图大庆、胜利油田脱气原油粘度